Entrevista a Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G.
La adaptación de lubricantes y otros fluidos para vehículos eléctricos
Las 3.894 baterías que darán vida a primer almacenamiento en hidroeléctrica
Central
Flexibilidad: estrategia y desafíos
3 Editorial 11 Entrevista Central Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G.
14 ForoSur 2019
El rol clave del cliente en la transición energética
17 Sociales ForoSur 2019
18 Escenario Energético
25 Informe Técnico
Las 3.894 baterías que darán vida al almacenamiento en una hidroeléctrica
29 Columna de Opinión
Claudio Huepe, economista y director del programa de energía y Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la UDP
Flexibilidad: estrategia y desafíos
EDITEC
Presidente: Ricardo Cortés
Gerente general: Cristián Solís
Editor general: Pablo Bravo
Consejo
Editorial:
• Ricardo Eberle, director jurídico de Empresas Eléctricas A.G.
• Axel Levêque, gerente general de Engie Energía Chile.
• Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec
• Gabriel Prudencio, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía.
• Andrés Romero, ex secretario ejecutivo de la CNE y actual director de Valgesta Energía.
La adaptación de lubricantes y otros fluidos para vehículos eléctricos
30 Análisis Blockchain: Contratos inteligentes y trazabilidad de la energía
32 Mujer y Energía Rosa Soto Benavides, gerenta de Sostenibilidad de Energía en Acciona a nivel global
35 Columna de Opinión
Iván Cheuquelaf, jefe de la División de Desarrollo de Proyectos del Ministerio de Energía
36 Ranking Las próximas obras de transmisión con mayor capacidad
42 Mercado Eléctrico
• Daniel Salazar, director de energiE.
• Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G.
• Alfredo Solar, past president de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.).
• Karla Zapata, gerenta de Enel X Chile
Director: Roly Solís
Editora: Daniela Maldonado
Periodista: Roberto Valencia
Fotografía: Rayen Luna y archivo Editec
Diseño y Producción: Grupo Editorial Editec
Impresión: A Impresores
Foto: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.
Foto: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.
Migración de clientes regulados a libres
LA MIGRACIÓN DE CLIENTES REGULADOS a clientes libres en el mercado eléctrico nacional, verificada principalmente en áreas de concesión de empresas distribuidoras está generando una serie de cambios entre los actores de la industria, lo que se aprecia en el crecimiento que registra este proceso. Por ejemplo, el último año se pasó a 665 a 1.304 traspasos, siendo los sectores comercial, público y de residencial los que encabezan este proceso, seguido de las empresas mineras y de las industriales.
Desde el área vinculada a los clientes libres señalan que las principales motivaciones para emprender este cambio responden a la posibilidad de optar a mejores tarifas debido a una mayor competencia en los contratos libres entre las distribuidoras y generadoras. Lo anterior, debido a que en el segmento de consumidores de energía no regulados hay una libre competencia y pueden disponer de una mayor estabilidad de precios y calidad de suministro fijada en los contratos. Al respecto, la consultora Systep en sus reportes mensuales ha advertido que este proceso podría generar efectos negativos en el mercado local, lo que produciría distorsiones y aumentos en las tarifas reguladas, considerando la disminución de la demanda.
sobrecontratación del sistema de distribución con el de generación, provocando así un desincentivo a generar nuevas inversiones, por ejemplo en energías renovables.
Los especialistas también mencionan los desafíos que esta migración implica para los clientes libres, dado que deberán enfrentar más de una modificación normativa, lo que tendrá impactos a la hora de evaluar los contratos que se establezcan, como por ejemplo los aspectos relacionados con la medición y con los costos en transmisión y los servicios complementarios que comenzarán a regir desde el próximo año, o la Ley de Equidad Tarifaria y los impuestos verdes.
El paso de cliente regulado a libre implica una participación más activa en el mercado eléctrico, donde también se deberá estar atento a lo que ocurrirá con la discusión en torno a la reforma a la distribución.
El paso de cliente regulado a libre implica una participación más activa en el mercado eléctrico, donde también se deberá estar atento a lo que ocurrirá con la discusión en torno a la reforma a la distribución. Recordemos que el Ministerio de Energía espera contar con un proyecto de ley a fines de este año para enviarlo al Congreso.
La disminución de la demanda regulada es uno de los efectos no deseados que han planteado algunos actores del mercado eléctrico, lo que podría generar una posible
Como se aprecia, este cambio está recién en una primera etapa. Por tanto, los sectores público y privado son los llamados a aterrizar los detalles de los futuros cambios regulatorios que vienen para la distribución eléctrica, especialmente en cuanto a la comercialización y competencia entre los actores del mercado.
EN TRES NIVELES
Flexibilidad: estrategia y desafíos
La autoridad y el sector privado coinciden en avanzar hacia definiciones regulatorias en torno a este concepto dentro de la operación del sistema eléctrico y el impacto de las nuevas tecnologías en el mercado local.
Centro de Control del Coordinador Eléctrico Nacional, desde donde se aplican medidas de flexibilidad en la operación del sistema eléctrico.
EN OCTUBRE deberían estar listas una serie de propuestas para avanzar hacia una ruta de flexibilidad en el sector eléctrico, producto del trabajo que realiza el Ministerio de Energía junto a una Comisión Asesora Independiente en este tema con el fin de establecer los principales aspectos que debe tener una estrategia para el sistema eléctrico nacional en esta materia.
Este es la principal iniciativa que elabora la autoridad del sector energético para que la industria cuente con una definición en el tema de la flexibilidad, en un proceso de trabajo que incorpora la visión del sector privado ante los cambios que experimenta el mercado eléctrico a nivel internacional y local, ante el creciente ingreso de la generación renovable variable (solar fotovoltaica y eólica), a lo que también se suman los impactos que tendría la operación del sistema con el gradual retiro de las unidades a carbón a 2025.
La flexibilidad en el sector eléctrico es definida por Gabriel Olguín, presidente del comité chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre), como un concepto amplio, “que utiliza muchas herramientas presentes en el mercado, pero que esencialmente hace referencia a la creciente integración de energías renovable variable y la necesidad de continuo balance entre generación y demanda”.
El especialista explica que estas tecnologías “tienen una disponibilidad de corto, mediano y largo plazo, menos predecible, por lo que aparece el concepto de flexibilidad de la red o del sistema de potencia, que no es otra cosa que asegurar el balance entre la generación y la demanda en el corto, mediano y largo plazo”.
Planta de biomasa Viñales.
Foto: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.
Estrategia
El ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, señala que la idea para avanzar en flexibilidad es concentrarse en una estrategia, más que en un proyecto de ley en esta materia. “Cualquier cambio debemos hacerlo de forma gradual. En algún momento se habló de hacer una Ley de flexibilidad y quiero ser enfático en que nos parece que más que una Ley de flexibilidad, tenemos que pensar en una estrategia de flexibilidad, aunque no descartamos hacer cambios legales, si se requieren”.
Según la autoridad, la estrategia de flexibilidad implica analizar opciones “como cambios en protocolos de operación del Coordinador Eléctrico Nacional, así como modificaciones reglamentarias”.
Jobet afirma que esta iniciativa también debe ser neutral desde el punto de vista tecnológico, además de buscar la eficiencia en los costos y la seguridad en la operación del sistema eléctrico local.
Pensando en ello el ministro destaca el trabajo que realiza una Comisión Asesora Independiente, integrada por Hugh Rudnick, director de Systep
Foto: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.
y académico emérito de la Universidad Católica; Jorge Moreno, socio fundador de la consultora Inodú; Renato Agurto, director de Synex, y Daniel Olivares, investigador ICSI de la Universidad Católica.
“Esta comisión se encarga de contribuir con propuestas para definir una ruta de flexibilidad para el sistema eléctrico nacional y la idea es que ellos, junto con los equipos del Ministerio de Energía, nos propongan cuál es la ruta para ir incorporando mayor flexibilidad al sistema”, sostiene Jobet.
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A su juicio, esta comisión permitirá “complementar el conocimiento técnico que está en el Ministerio, en la Comisión Nacional de Energía y en el Coordinador Eléctrico Nacional, con la opinión de actores del sector, que son expertos en su funcionamiento, y que tienen una visión independiente, con el fin de generar las instancias para que todos los actores involucrados puedan dar su opinión y ayudarnos a que la solución a la que lleguemos, con su propuesta, sea la mejor posible”.
Alcances
Los representantes del sector privado valoran el objetivo de contar con una estrategia de flexibilidad. Para Gabriel Olguín, la iniciativa es adecuada, “porque el sistema se va transformando y, en la medida que exista un plan marco que considere la infraestructura y la operación y utilice la planificación podremos estar más preparados para 2050 pues ya tenemos una política energética, con una hoja de ruta que apunta a que tengamos mucha energía renovable variable”.
Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) comparte esta visión, por cuanto “esa estrategia se funda en una ley de flexibilidad que debiera tomar los distintos elementos que están en los sistemas
TRICIDAD
eléctricos como remuneración de potencia, servicios complementarios, almacenamiento y ponerlos de una forma coordinada, de manera que el sistema vaya adaptándose a los distintos regímenes de generación que tienen las distintas tecnologías que están presentes”.
En su opinión se necesita un marco legal, “porque hasta el momento estos elementos de remuneración del sistema se han visto por separado y, en este caso, se requiere ponerlo en conjunto, de manera que se asegure la disponibilidad de estos recursos en el largo plazo, pues individualmente ninguno de ellos es capaz de dar respuesta a esto”.
Finat señala que para avanzar en flexibilidad se tendría que dar espacio para que la señal de remuneración de potencia “reconozca algunas características de los generadores y los pueda favorecer, además de que los servicios complementarios tengan un buen diseño para que las posibilidades de las generadoras de tomar rampas o de bajar o subir carga rápidamente también esté presente, junto al almacenamiento como un complemento”.
Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile, también destaca la relevancia de contar con una estrategia. “Vemos que el desarrollo tecnológico se está dando en otros lados y estamos adoptándolo, pero nos estamos
Foto:RayenL
Foto:RayenL
TRICIDAD
Juan Carlos Jobet, ministro de Energía.
Gabriel Olguín, presidente de Cigre Chile.
Parque Santiago Solar en la Región Metropolitana.
Foto: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.
Las acciones del Coordinador Eléctrico Nacional
El Coordinador Eléctrico Nacional ha tomado una serie de medidas de flexibilidad para adaptarse a la nueva realidad que plantea la generación renovable variable en la operación del sistema local.
Ernesto Huber, gerente de Operación del organismo, señala que uno de los principales retos dice relación “con el equilibrio entre oferta y demanda y en cómo gestionar la operación del sistema con la variabilidad de las energías renovables, por lo que tenemos que estar preparado con los pronósticos y las variaciones intempestivas”.
“Los desafíos de la integración de energía renovable variable dicen relación con un menú de distintos elementos que hablan de la
quedando atrás en aspectos regulatorios que permitan recoger de mejor manera y eficientemente estas nuevas tecnologías, con el fin de que tengan los incentivos para desarrollarse y que permitan que estas perspectivas de mayor penetración de energía renovable variable se concrete”.
“Los distintos actores del mercado debieran partir con un trabajo de elaboración en el marco del proyecto de ley de flexibilidad, con las definiciones y las características que se van a reconocer como servicios en esta materia, en cómo se auditan y cuáles serán los parámetros que se le van a exigir a las máquinas, cómo se remunerarán de forma eficiente estos servicios y como asignar los costos para incentivar el desarrollo de tecnologías que puedan presentar ese servicio de flexibilidad”, agrega el ejecutivo.
flexibilidad del sistema desde las hidroeléctricas de embalse, el bombeo hidráulico, los sistemas de baterías, la respuesta a la demanda, los sistemas de transmisión, la generación convencional y las interconexiones regionales”, explica el ejecutivo.
Dentro de las medidas para darle flexibilidad a la operación del sistema, Huber destaca la campaña que se hizo para determinar y reducir los mínimos técnicos de las plantas termoeléctricas y la utilización de automatismos en los sistemas de transmisión para holguras operacionales del criterio N-1.
Estas medidas son destacadas por Rodrigo Solís, director de Regulación de Generadoras de Chile: “La medición de los mínimos técnicos y la velocidad de rampas son antecedentes necesarios que el Coordinador Eléctrico Nacional debe tener a disposición para saber con qué recursos cuenta el sistema para dar la flexibilidad que se requerida con el mayor aumento de energía renovable variable y, a su vez, operarlo al mínimo costo posible”.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, indica que la prioridad de la estrategia debe partir por el nivel regulatorio, aclarando que “no se debe limitar el esfuerzo a definir sólo vía normas técnicas los elementos que gobiernen los servicios de flexibilidad, sino que es necesario establecer un ambiente regulatorio
lo suficientemente robusto que facilite el aprovechamiento tanto de la infraestructura actual como también la incorporación de nuevas tecnologías.
A su juicio, “si se logra contar con una buena regulación sobre flexibilidad, la infraestructura requerida se desarrollará de manera natural, será simplemente la consecuencia de un buen diseño de política pública”.
Almacenamiento
Hay otras visiones que plantean aprovechar los reglamentos pendientes de la Ley de Transmisión para avanzar en flexibilidad. Eduardo Escalona, socio a cargo de Energía y Mercados Regulados en Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría, afirma que elementos de esta estrategia podrían incorporarse en los reglamentos que se refieren a la coordinación de la operación del sistema eléctrico, donde se aborda el almacenamiento de energía.
“También es posible introducir los cambios anunciados a la potencia y a las horas de puntas en el reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras; y si realmente se observa alguna restricción o limitación del marco legal para las materias que no se han tratado en esos instrumentos, entonces tendría sentido un proyecto de ley”, advierte el abogado.
Ernesto Huber, gerente de Operación del Coordinador Eléctrico Nacional
Foto: GentilezaGeneradorasd
Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile.
Foto:RayenL
TRICIDAD
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.
A su juicio, en el nivel operativo “es relevante confiar en el trabajo que está desarrollando el Coordinador Eléctrico Nacional, el cual ha comenzado a ejercer en plenitud sus funciones luego del periodo de adaptación por su proceso de integración y, finalmente, en el nivel de infraestructura, se pueden aprovechar los planes de expansión de la transmisión para concretar la incorporación de almacenamiento de energía de manera consistente con la relevancia que se le da para la flexibilidad del sistema y así llegar a tiempo con la entrada en operación de los nuevos proyectos que requiere el Sistema Eléctrico Nacional”.
Gabriel Olguín concuerda en que el almacenamiento juega un rol relevante en la flexibilidad de la red, “porque aporta un reservorio local de potencia al sistema. Las baterías tienen la capacidad de inyectar o absorber la potencia como se quiera, esto gracias al control digital que permite la electrónica de potencia. Esto permite entre otras cosas un manejo de la frecuencia muy rápido, una atributo relevante para la estabilización del sistema”.
Este punto también es respaldado por Ramón Galaz: “Si bien estos sistemas hoy aún mantienen costos de desarrollo relativamente altos respecto de otras tecnologías, a futuro podrían ser una buena alternativa porque se espera que alcancen precios competitivos en el mediano plazo”.
La adaptación eficiente entre el desarrollo de nuevas tecnologías y las necesidades del sistema eléctrico es uno de los desafíos centrales que advierte Ramón Galaz. “Dado que los requerimientos de flexibilidad pueden estar presente en escala de segundos o minutos y también de hasta algunas horas, los desafíos son distintos. En el primer caso es necesario que las instalaciones que entreguen flexibilidad puedan hacerlo de manera rápida, segura y eficiente. Esto significa que se debe contar con tecnologías que puedan entrar en operación e inyectar su máxima capacidad en un corto período de tiempo”.
“Además es necesario que el sistema avance en mejores sistemas de comunicación y control, lo suficientemente confiables para poder coordinar la operación de las instalaciones de manera óptima y segura”, añade el gerente general de Valgesta Energía.
A modo de conclusión Ramón Galaz sostiene que los actuales mercados de energía, de capacidad y de servicios complementarios “no serán capaces de entregar una respuesta adecuada, por lo que se requiere avanzar hacia la creación de un nuevo mercado específico, en este caso el mercado de la flexibilidad”.
Conclusiones
• El Ministerio de Energía trabaja en una estrategia de flexibilidad a nivel regulatorio, operativo y de infraestructura, la cual sería materializada con cambios legales y reglamentarios.
• El sector privado espera una pronta definición regulatoria de la flexibilidad, especialmente en cuanto al almacenamiento de energía y otros mecanismos de mercado.
• Una adaptación eficiente entre la incorporación de las nuevas tecnologías y las necesidades del sistema eléctrico es uno de los desafíos mencionados por los especialistas.
Foto:Archiv
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía.
Foto:Gentile
Escalona
Eduardo Escalona, socio a cargo de Energía y Mercados Regulados en Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría.
Eólica E. Solar
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional, CNE (Res Ex 315, junio 2017 y Res Ex 131 marzo, Plan de Expansión doce meses)
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ASOCIACIÓN DE CONSUMIDORES DE ENERGÍA NO REGULADOS
“Tenemos una visión crítica del impacto regulatorio”
Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G., advierte a ELECTRICIDAD los principales costos que debe enfrentar el sector de los clientes libres industriales dentro del sistema eléctrico, por la reforma a la Transmisión por la futura vigencia de los Servicios Complementarios, y otros cargos que los afectan.
Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G.
VARIOS SON LOS PASATIEMPOS DE Rubén Sánchez, director ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.): desde leer libros de Historia, ver películas clásicas de su colección personal, hasta salir de paseo a la Región de Valparaíso con su esposa o recibir la visita de sus hijos.
En su vida profesional el ejecutivo es el representante de esta asociación gremial que representa a los clientes libres industriales del sistema eléctrico, sector que en los últimos años ha redoblado sus esfuerzos para adaptarse a las últimas regulaciones realizadas por las autoridades, por lo que los temas que supone este proceso serán vistos por el gremio en el 16° Encuentro Anual, que se realizará el 5 de septiembre en el Hotel Almacruz de Santiago. (Más información: www.seminarioacenor.cl)
Regulaciones
¿Cuál es el análisis de Acenor respecto de la regulación de los clientes libres en el sistema eléctrico?
En el último tiempo se registra un aumento sustantivo de cambios, como la nueva Ley de Transmisión, que ha implicado para los clientes libres tener que asumir de manera directa los costos de la expansión del segmento con la figura del estampillado a la demanda. Tenemos una opinión crítica del impacto regulatorio, ya que los clientes libres no sólo deben encargarse de auditar los costos de generación para su suministro eléctrico, dar cumplimiento a las exigencias de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio y dar respuesta oportuna
a las numerosas consultas de la autoridad y del organismo coordinador, sino que también ahora deberán fiscalizar los costos de transmisión y participar en procesos de planificación, calificación, valorización, y remuneración de las instalaciones de transmisión, y de acceso abierto.
¿Existe otra regulación que les preocupe?
Están los Servicios Complementarios (SS.CC.) que serán de cargo íntegramente de la demanda a partir de enero de 2020, al menos para las obras nuevas, a lo cual se sumará otro cambio importante que es el de la potencia de suficiencia. En forma adicional, recientemente hicimos un levantamiento de los impactos que implicaría un cambio del horario de control de la demanda de punta y su unificación en todo el Sistema
Eléctrico Nacional para darlo a conocer a la autoridad, pues se debe considerar que esto no sólo implica un tema de la remuneración del sistema eléctrico, sino que también genera grandes impactos laborales, en la productividad de la industria (por la necesidad de detener procesos por el alto costo de consumir durante ese período) y medioambientales (por la entrada de equipos de generación diésel y otros).
Con la actual legislación el principal desafío que tienen los clientes libres es empoderarse del papel que les exige la normativa respecto de ser un actor relevante”.
¿Tienen una estimación de cuánto han subido los costos del sector por las nuevas regulaciones?
Respecto de los costos específicos de la transmisión, para el corto a mediano plazo se estima que han subido un promedio de US$5 por MWh, dentro de los cuales están los cargos regulados por transmisión nacional, que hoy agregan costos por nuevas obras de
interconexión. Por ejemplo, si consideramos la reciente entrada en operación de la línea de 500 kV Cardones-Polpaico, al estampillar esta obra se tiene un AVI+COMA de US$65 millones, lo que generaría un costo adicional para el segundo semestre de este año del orden de US$1 por MWh. Además, se deben considerar los cargos por transmisión dedicada, que ahora incluyen obras no necesariamente propias, y los cargos futuros por interconexión internacionales, y de polos de desarrollo, que necesariamente irán en aumento.
¿Qué otros costos sectoriales han identificado?
En relación al pago de Servicios Complementarios, hoy un cliente libre se estima que paga en promedio alrededor de US$1 por MWh, pero algunos consultores ya estiman que los consumidores no regulados pagarán bastante más a partir del año 2020, pues se habla de cifras del orden de US$3 a US$5 por MWh.
También está la aplicación de cláusulas passthrough , en que los clientes libres pagan sobrecostos, como −por ejemplo− por operación de centrales generadoras a mínimo técnico, junto a los ajustes al precio estabilizado que reciben los PMGD, porque gran parte de este sector vende toda su energía al sistema con este mecanismo, mientras que las diferencias con respecto al costo marginal de energía son absorbidas por el resto de los generadores a prorrata de sus retiros, y ésta normalmente se traspasan a los clientes libres.
Además, en algunos casos, está el pago del impuesto verde para aquellos clientes que disponen de suministradores térmicos, lo que se estima irá en aumento por las condiciones de cambio climático y la política de carbono
neutralidad a 2050. Adicionalmente a esto se agregarán probablemente eventuales costos por la aplicación de exigencias de la futura Ley de Eficiencia Energética, que se tramita en el Congreso, o por aumentos de precios debido a procesos como el de descarbonización, para el largo plazo.
¿Cuáles son sus principales propuestas frente a estos cambios?
Entre otros puntos, consideramos que se debe bajar el excesivo precio de la potencia, porque con su actual nivel promueve la instalación de equipos que operan con diésel en desmedro de centrales de base, generando un parque ineficiente, por lo que sería conveniente explorar que se propicie un mercado competitivo de licitaciones para la potencia de suficiencia. También estimamos que se debe propiciar, con apoyo gubernamental, la agregación de demanda de clientes libres, para poder obtener un grado de negociación relevante y así acceder a mejores contratos y condiciones de suministro. También propiciamos generar un poder comprador relevante de GNL, teniendo acceso abierto a los terminales de regasificación.
A su juicio, ¿cuáles son los puntos más relevantes que se deben considerar en el proyecto de flexibilidad?
Pensamos que se debería aprovechar este proyecto en base a la referencia de otras realidades, para explicitar y aclarar temas, como definir exactamente que se entenderá por flexibilidad, pues este concepto varía según las características de los sistemas eléctricos y mercados de cada país, así como también definir quién debiera pagar los costos de la flexibilidad y quién debiera recibir los pagos de la misma, según aporte atributos de flexibilidad gestionables para el sistema, especialmente en aquellas horas más críticas en las que el sistema más las necesita.
¿Cuáles son los principales desafíos que tienen los clientes libres en Chile, además de la regulación?
Con la actual legislación el principal desafío que tienen los clientes libres es empoderarse del papel que les exige la normativa respecto de ser un actor relevante, con las mismas obligaciones y derechos que el resto de los agentes de la industria eléctrica, ya que la mayoría a nuestro juicio aún no asume este cambio de rol.
El director ejecutivo de Acenor en el seminario anual del sector de 2018.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
DESCARBONIZACIÓN Y CAMBIOS A LA DISTRIBUCIÓN
ForoSur 2019: El rol clave del cliente
en la transición energética
EL ROL FUNDAMENTAL de los consumidores en el proceso de transición energética que experimenta la industria en Chile fue la idea fuerza planteada en el VII Foro Eléctrico del Sur, ForoSur 2019, que realizó Editec Conferencias & Ferias en el Hotel HD de Concepción, donde también se abordó el impacto de la descarbonización en la zona centro sur del Sistema Eléctrico Nacional.
El primero en poner sobre la mesa la relevancia que tiene la demanda en los actuales cambios que vive el sector fue el seremi de Energía de la Región del Biobío, Mauricio Henríquez: “Debemos hacer los esfuerzos para que las personas tengan energía de calidad y con mayor seguridad, por lo que hay que tener un marco jurídico con certezas para la inversión y esto significa articular las tensiones entre las demandas ciudadanas y el gobierno, con la contribución del sector privado”.
Demanda
El tema siguió siendo analizado en el primer módulo sobre los alcances desafíos y oportunidades de la transición energética en el centro sur del país, donde Claudio Roa, académico de la Universidad de Concepción, quien sostuvo que uno de los objetivos de la regulación por la que atraviesa el sector eléctrico es “empoderar al usuario a tomar una posición respecto del uso de la energía”.
Este fue el aspecto principal que mencionaron los panelistas en la VII versión de la conferencia realizada por Editec Conferencias & Ferias en el Hotel HD de Concepción.
El proceso de descarbonización también fue relacionado con el rol de los consumidores. Para Mauricio Henríquez la mesa de trabajo que se realizó en torno a este tema es “un ejemplo de colaboración público-privada”, lo cual fue compartido por Carlos Barría, jefe de la División de Prospectiva y Análisis de Impacto Regulatorio del Ministerio de Energía, quien afirmó que el retiro del carbón de la matriz no debería afectar a los consumidores en el pago de las tarifas de electricidad.
“Es difícil responder en cuánto subirán las tarifas como efecto de la descarbonización, pues el desafío que tiene este paso, al igual que la actualización de la política energética, la discusión de los proyectos sobre distribución, el de flexibilidad y todo lo que viene a corto y largo plazo, tienen el objetivo que no afecte a las personas, en virtud de mejorar su calidad de vida y parte de eso es cuidar las tarifas”, precisó Barría.
Este punto más tarde fue reforzado por Cristóbal de la Maza, jefe de la División de Medio
Impacto por el retiro del carbón en el centro sur
La charla inaugural del ForoSur 2019 estuvo a cargo del presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Olmedo, quien abordó el impacto de la descarbonización en la Región del Biobío, señalando que han elaborado escenarios futuros, en que las centrales termoeléctricas Bocamina II y Santa María I, “estarían saliendo de servicio hacia 2037”.
El ejecutivo planteó que el gas natural en la zona surge como una opción de reemplazo del carbón, mencionando el proyecto del terminal flotante de GNL Talcahuano, además de la oferta del gas argentino, por lo que afirmó que este recurso tendrá una mayor uso
Esto fue comentado por Pamela Poo, coordinadora de Política y
Regulación de Chile Sustentable, quien participó en el módulo sobre descarbonización, indicando que el estudio del Coordinador Eléctrico Nacional fue uno de los insumos más relevantes surgidos en la mesa de trabajo en esta materia, pues “ese ejercicio prospectivo es un real cronograma de descarbonización”, agregando que el plan del gobierno de retirar ocho centrales a 2025, considera a las instalaciones más viejas.
En la conferencia se presentó un estudio sobre este tema por parte de Eduardo Pereira, director de I+D de la Consultora SPEC, en que se analizó la opción de acelerar el retiro de centrales a carbón, duplicando la capacidad instalada que dejaría de operar, de 1.000 MW a 2.000 MW.
“Producto del reemplazo de centrales a carbón, con este plan adicional, se pueden producir alzas en los costos marginales de entre US$5 a US$ 7 MWh, que pueden ser transitorias, dependiendo de cómo se hace el reemplazo”, precisó.
Módulo Transición
Energética: Daniel Gutiérrez; Jaime Peralta; Carlos Barría; Rainer Schröer, y Claudio Roa.
Módulo
Descarbonización: Hugh Rudnick; Claudio Seebach; Cristóbal de la Maza; Pamela Poo; Carlos Finat, y Philipp Bezler.
Ambiente y Cambio Climático del Ministerio de Energía, en el módulo “Proceso de descarbonización en Chile”, donde señaló que los acuerdos voluntarios que están en el cronograma para el retiro de las unidades generadoras a carbón son “un instrumento de gestión ambiental que nos permite hacer esto sin compensaciones, pues en otros países del mundo esto se ha hecho por Ley y esto se ha traspasado a tarifas y precios, generando costo social”.
Módulo
Perfeccionamiento del mercado eléctrico: Daniel Gutiérrez; Ricardo Eberle; Marco Peirano; Christian Soto, y Carlos Cabrera.
Para Claudio Roa el proceso de descarbonización también debe incluir a la demanda como un actor constituido, especialmente en el segmento de la distribución mediante los clientes regulados, “que somos todos y que en rigor no tiene una organización que pueda participar, pero perfectamente se puede convocar a las distribuidoras, porque son ellas las que pondrán la cara ante el ciudadano y son el mejor canal para recoger las inquietudes”.
En línea con lo planteado por el académico de la Universidad de Concepción, Pablo Caerols, gerente general de EnorChile, en su charla de introducción al módulo “Perfeccionamiento del mercado eléctrico”, planteó que el rol activo de los consumidores es la nueva realidad del sector eléctrico.
Foto: Rayen
Foto: Rayen
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Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.
“Esta industria existe porque tenemos clientes y normalmente lo que hacemos es centrarnos en los procesos normativos, regulatorios y tecnológicos, y en cómo hacer funcionar los mercados, dejando de lado que el cliente necesita energía eléctrica, por lo que debemos cambiar el foco y no solo mirar un lado del mercado, sino que volver a los orígenes, pues tenemos clientes a quien satisfacer su demanda y estamos a tiempo de hacerlo", expuso el ejecutivo.
Esto fue profundizado por los panelistas del módulo. Según Carlos Cabrera, socio fundador de Sphera Energy, los consumidores deben tener una mayor presencia en el diseño de las políticas, por lo que “se tiene que identificar quién va a representar en esta discusión regulatoria, pues actualmente está muy difuso, así que falta saber qué es lo que está esperando el cliente”.
“Estamos muy sistémicos, muy enfocados en la infraestructura, pero tenemos que recoger y buscar las instancias para que el consumidor regulado ponga sus posiciones”, concluyó el ejecutivo.
Energía y cambio climático
Alejandra Stehr, directora del Centro Eula de la Universidad de Concepción, cerró el ForoSur 2019 con la charla “Energía y cambio climático”, donde indicó que este sector es el que más gases de efecto invernadero ha emitido entre 1990 y 2016, llegando a un nivel de 70%, seguido del sector agropecuario.
Alejandra Stehr, directora del Centro Eula de la Universidad de Concepción.
La académica advirtió que también es necesario ver lo que ocurre en el sector industrial manufacturero y en transportes, precisando que dentro de la industria energética los mayores desafíos de adaptación los tiene la hidroelectricidad, debido a los menores niveles de hidrología que tienden a registrarse en los últimos años, además de la disminución de los caudales.
SUBESTACIÓN UNITARIA
CONFIGURACIONES ESTANDAR:
• Entrada (incoming) por medio de desconectador tripolar en aire o SF6 DRIESCHER/SAREL (hasta 40.5 kV, 1250 A) con opción de incorporar fusibles de protección y/o por medio de interruptor en vacío o SF6 (hasta 40.5 kV y 3150 A) relés de protección y en configuración anillo o radial.
La subestación unitaria RHONA es un equipo compacto que permite la integración de un transformador tipo subestación con aceite mineral o vegetal o tipo encapsulado en resina epóxica (para uso en superficie y minería subterránea) con sus correspondientes equipos de maniobra y protección tanto en el lado primario como secundario. Permite acoplamiento a switchgear, ductos de barra, cajas protectoras, interruptores y/o celdas desconectadoras. Opcionalmente, el conjunto puede ser montado sobre una base común de arrastre (skid) que permite el transporte completo o montaje directo a la loza.
• Transformador subestación hasta 30 MVA RHONA, tensiones hasta 34.5 kV tanto para el lado primario como secundario con cambiador de taps sin tensión.
• Salida por medio interruptor en vacío principal MITSUBISHI en aire, vacío o SF6 o ducto de barras, en BT O MT.
• Sistemas de respaldo de energía.
Sistemas de detección y extinción de incendio con agente limpio.
• Sistema de comunicación con protocolos de acuerdo a especificación del cliente.
Para mayor información escribir a info@rhona.cl o visitar www.rhona.cl
Foto: RayenLuna
Daniel Pincheira, director de la SEC de La Araucanía; Luis Pérez, gerente de la zona sur de Transelec; Héctor Soto, gerente de la zona centro sur de Transelec, y Manuel Cartagena, director de la SEC del Biobío.
Luis García, académico de la Universidad de Concepción; María Teresa Ulloa, gerenta de Finanzas de Nueva Energía, y Cristián Muñoz, gerente general de Nueva Energía.
VII ForoSur 2019
Más de 115 personas asistieron al VII Foro Eléctrico del Sur, ForoSur 2019, que realizó Editec Conferencias & Ferias en el Hotel HD de Concepción, donde participaron autoridades sectoriales, dirigentes de asociaciones gremiales, ejecutivos de empresas que operan en la zona centro sur del país, además de consultores, académicos y estudiantes de ingeniería.
Fotos: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.
Henríquez, seremi de Energía de la Región del Biobío y Cristián Solís, gerente general de Editec.
Augusto Wiegand, gerente general y Víctor Suazo, account manager, ambos de Tusan.
Patricio Huencho, gerente de Creativa Operacional y Angelo Viera, Account manager de ABB en Chile.
Francisco Oyarzún, analista de control; Luis Aravena, controller de zona sur, y Alex Opazo, control de zona sur, todos de Transelec.
Arturo Bianchi, gerente de Ingeniería y Nataniel Toro, gerente comercial, ambos de Bbosch.
Mauricio
Roberto Sepúlveda, socio de Lavín Abogados & Consultores; Santiago Romero, gerente comercial de YPF Chile, y Pedro Pablo Gutiérrez, socio de Lavín Abogados & Consultores.
CUATRO PROYECTOS
EÓLICOS
INGRESARÁN 831
MW DE CAPACIDAD
INSTALADA AL SISTEMA ELÉCTRICO
Un total de 831 MW de capacidad instalada en parques eólicos ingresarán al Sistema Eléctrico Nacional en los próximos tres años, sumando una inversión superior a US$1.100 millones, de acuerdo al catastro de proyectos que elabora Generadoras de Chile a partir de los datos del Ministerio de Energía.
El primer proyecto es San Gabriel, que realiza Acciona Energía Chile en la comuna de Renaico, en la Región de La Araucanía, el cual tendrá 183 MW de potencia instalada, con una inversión de US$360 millones.
De acuerdo a Generadoras de Chile, para 2020 está prevista la puesta en marcha del parque Cabo Leones II, que desarrolla Ibereólica en la comuna de Freirina, en la Región de Atacama, que tendrá una capacidad instalada de 205 MW, con una inversión de US$271 millones.
Para 2021 está contemplado el inicio de operaciones de Cabo Leones III, de Ibereólica, en la misma ubicación, el cual tendrá otros 173 MW de capacidad instalada, bajo una inversión de US$229 millones, mientras que en la comuna de Collipulli (Región de La Araucanía) se pondría en marcha el
Coordinador Eléctrico Nacional
ENTREGÓ PLAN DE CIBERSEGURIDAD A LA SEC
El Coordinador Eléctrico Nacional presentó un Plan de Ciberseguridad a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), donde las primeras medidas de la iniciativa pretenden ser dadas a conocer este año a las empresas coordinadas durante lo que resta del año, según informó a este medio el superintendente Luis Ávila, superintendente.
De acuerdo a la autoridad, las líneas del plan presentado “van por gestionar el ciberataque como uno más de los riesgos para la operación y continuidad del suministro eléctrico. Todas las medidas que deberá adoptar el CEN van en esta dirección, es decir, gestionar estos aspectos de una forma coordinada y preventiva”.
Ávila sostuvo que el trabajo que realizarán en torno a la ciberseguridad en el sector eléctrico se basa en tres líneas de acción: “La primera se refiere a gestiones de corto plazo, donde se pretende que el CEN instruya una serie de medidas durante este año, a sus coordinados.
La segunda está relacionada con medidas de mediano plazo, donde el CEN deberá definir buenas prácticas y condiciones de seguridad frente a eventuales amenazas de este tipo. Y la tercera línea de acción va de la mano de las políticas de definición de estándares que establezca el Ministerio del Interior, en cuanto a como enfrentar ciberataques o amenazas de este tipo, a nivel país”.
El superintendente declinó entregar detalles técnicos del plan presentado por el organismo coordinador, puesto que “estamos frente a temas sensibles y estratégicos, y por lo mismo, no es prudente detallar las medidas que se están adoptando, justamente, para que éstas sean eficientes”.
Eso sí señaló que el plan “está en una etapa de definición de estándares o buenas prácticas que se deberán cumplir para contar con un adecuado programa preventivo frente a eventuales ciberataques”.
Foto: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.
FORO ELÉCTRICO DEL NORTE ABORDARÁ DESCARBONIZACIÓN
Y FLEXIBILIDAD
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
La descarbonización de la matriz energética y la flexibilidad del sistema eléctrico serán dos ejes centrales que se verán en la XVII versión del Foro Eléctrico del Norte, ForoNor 2019, que se realizará el 2 de octubre en el Hotel Enjoy de Antofagasta.
En el evento organizado por Editec Ferias y Conferencias también se analizará el impacto regional del retiro de las unidades generadoras de Carbón que están dentro del cronograma acordado por el Gobierno con el sector privado, especialmente en la comuna de Tocopilla.
Otros tópicos que se contemplan en los cuatro módulos de la conferencia es el efecto que tendrá la reforma a la distribución eléctrica en el servicio de la zona norte del país, junto al avance de la eficiencia energética en el sector minero.
Además se revisarán los alcances de la generación distribuida en las ciudades del norte y el potencial de nuevos negocios.
Más información: www.foronor.cl
EN 2021 ENTRARÍA EN MARCHA EL PROYECTO QUE FORTALECERÁ LA INTERCONEXIÓN NACIONAL
Luego de la puesta en servicio de la línea Cardones-Polpaico, que en junio inauguró ISA Interchile, se completó la interconexión eléctrica nacional en 2×500 kV entre la zona del norte grande y el centro sur del sistema eléctrico local, reforzando el sistema de transmisión y permitiendo el flujo de la energía proveniente de centrales solares fotovoltaicas y eólicas al centro-sur del país.
Pero queda un proyecto de transmisión importante para complementar y fortalecer este hito. Se trata de la “Nueva Línea 2×500 kV entre las subestaciones Los Changos y
Seminario Transición Energética: ¿Período de oportunidades y desafíos para los Clientes Libres?
Organiza: Acenor A.G. y Editec Conferencias & Ferias
Lugar: Hotel Almacruz (ex Galerías), Santiago Contacto: rbastidas@editec.cl
Más información: www.seminarioacenor.cl
Kimal (Nueva Crucero-Encuentro)”, que desarrolla Transelec en la Región de Antofagasta, la cual estaría conectada en febrero de 2021, de acuerdo a las estimaciones del Coordinador Eléctrico Nacional.
Esta obra contempla una extensión de aproximadamente 140 kilómetros de extensión y una capacidad de 1500 MVA que vendría a fortalecer la interconexión.
El proyecto también considera un par de bancos de transformación 500/220 kV en las subestaciones Los Changos y Nueva Crucero-Encuentro.
XVII Foro Eléctrico del Norte, ForoNor 2019
Organiza: Editec Conferencias & Ferias
Lugar: Hotel Enjoy, Antofagasta
Contacto: rbastidas@editec.cl
Más información: www.foronor.cl
CONECTA INGENIERÍA SE ASOCIA CON LA BRASILEÑA AUTOMALÓGICA
ALIANZA BUSCAR ENFOCARSE EN GESTIÓN EFICIENTE DE PLANTAS DE GENERACIÓN
Conecta Ingeniería, compañía proveedora de soluciones de Automatización, Control y Protección de Sistemas Eléctricos, con más de 28 años de presencia en el mercado chileno, ha firmado un acuerdo con Automalógica, compañía brasileña desarrolladora de módulos de gestión de activos para plantas de generación.
La firma Conecta ha reunido los desarrollos y experiencias de ambas compañías para ofrecer en Chile soluciones completas llave en mano para monitorear y controlar todos los activos de generación de cualquier tipo de planta (solares, eólicas, hídricas, diésel, térmica, etc.).
Automalógica, por su lado, ha desarrollado y puesto en marcha por más de 13 años una suite Base de módulos de gestión de plantas de generación, que pueden ejecutarse con cualquier SCADA independiente del proveedor.
VALIOSA INFORMACIÓN
Estos módulos permiten, entre otras características, tener una fuente de información valiosa del estado de los activos eléctricos, tanto para efectos de garantía y seguros así como para verificar las variables de desempeño comprometidas por el fabricante de la planta.
Asimismo, permiten medir la disponibilidad de los activos de la planta (paneles, inversores, generadores, etc.), identificando oportunamente cuáles de ellos están en mantenimiento o en falla, o degradados en su operación, o limitados en su generación por razones externas, permitiendo así un funcionamiento óptimo de la planta.
La suite soporta el manejo simultáneo de decenas de plantas de generación, con independencia de si ellas son de una misma o de diferente tecnología, pudiendo además gestionar centenares de miles de puntos, todo administrado por una única estación de monitoreo y control utilizando no más de cuatro pantallas. De esta manera, es posible hacer benchmarking
de plantas, comparando la eficiencia de cada una de ellas permitiendo identificar oportunidades de mejora, todo esto manejado en forma remota, ya sea desde la aplicación en el centro de control o desde una potente aplicación móvil para Android e IOS.
Finalmente, la suite permite el desarrollo de algoritmos basados en inteligencia artificial y machine learning para sacar el máximo provecho de los datos de planta.
Entre los principales clientes usuarios de estos módulos se cuentan ENEL Green Power, Petrobras, Engie, CPFL, Brookfield y Statkraft, entre otros.
Solicite una demostración práctica al correo conecta@conecta.cl
NUEVOS REQUERIMIENTOS
La adaptación de lubricantes y otros fluidos para vehículos eléctricos
LA ADAPTACIÓN ES LA PRINCIPAL REGLA que deberán cumplir los aceites y lubricantes, además de otros fluidos, para el funcionamiento de los vehículos eléctricos, ante el avance que registra la electromovilidad, especialmente en Chile, donde los especialistas advierten a ELECTRICIDAD que el principal desafío en esta materia es considerar las particularidades que tiene la movilidad eléctrica
Y es que son varias las partes y piezas de los vehículos eléctricos que requieren de estos fluidos, como las cajas reductoras, los sistemas de frenos, la caja de transmisión y las baterías eléctricas.
Usos
Los especialistas señalan a ELECTRICIDAD la necesidad de considerar las particularidades que tienen las partes y piezas de la movilidad eléctrica, para seguir avanzando en este ámbito.
Santiago Marín, director del Área de Escuelas
Ingeniería, Construcción y Recursos Naturales de Duoc UC, señala que si bien en los vehículos eléctricos no es necesario el uso de aceites y lubricantes para motores convencionales, se requerirán –por ejemplo−“otros tipos de fluidos
Vista interior de un automóvil eléctrico.
y grasas para refrigerantes y engranajes, los cuales al estar en contacto con componentes eléctricos y circuitos, se verán afectados por la corriente eléctrica y los campos electromagnéticos, por lo que tienen que contar con requerimientos de aislación eléctrica.
En esto concuerda Juan Barichevich, director de la Escuela de Mecánica y Electromovilidad de Inacap: “Los aceites y filtros de motor no existen en los vehículos eléctricos, pero no quiere decir que no existan sistemas por lubricar; por ejemplo, en el sistema que desmultiplica las revoluciones del motor, que está constituido por piñones, lo que viene siendo como la caja de transmisiones”.
Son varias las partes y piezas de los vehículos eléctricos que requieren de estos fluidos, como las cajas reductoras, los sistemas de frenos, la caja de transmisión y las baterías eléctricas.”
El académico señala que estos fluidos también existen en los vehículos eléctricos “que tienen un sistema de refrigeración de baterías por fluidos específicos, mientras que −por otra
parte− el sistema de frenado funciona a través de un circuito hidráulico al igual que en un vehículo convencional. También los elementos de fricción seguirán necesitando lubricantes y grasas específicas”.
La dirección del vehículo eléctrico también recurre al uso de fluidos, explica Alberto Escobar, secretario general de la Agrupación de Movilidad Eléctrica de Chile (Amech), quien agrega que son sustancias específicas con una larga duración, que puede llegar a cerca de 50.000 kilómetros
“Además se usan líquidos refrigerantes en las baterías eléctricas, que se cambian por primera vez tras 170.000 kilómetros y luego cada 120.000 kilómetros recorridos”, precisa el ejecutivo.
Escobar indica que existe una familia de fluidos para vehículos eléctricos e híbridos. “Por ejemplo, hay productos para baterías, para inversores eléctricos, para reductores, para motores eléctricos y para transmisiones”.
Francisco Medina, gerente de Autos Eléctricos de Nissan Chile, por su parte menciona que, en general, el vehículo eléctrico, “fuera de lo que es potencia y motor, es bastante convencional, usando niveles de líquido de frenos, refrigerante y los líquidos de la caja de transmisión, los cuales son estándares en el mercado”.
Los especialistas coinciden en señalar que las baterías eléctricas requieren un control en el intercambio de calor que se produce durante la carga y el funcionamiento del vehículo eléctrico, por los que deben contar con fluidos que sean capaces de refrigerar para evitar sobrecalentamientos por altas temperaturas.
Medina también sostiene la necesidad de usar un “cierto nivel de lubricación de transmisión” se usa en la caja reductora del auto eléctrico, encargada de lleva la energía mecánica desde el motor hacia las ruedas del vehículo, añadiendo que también está el líquido de frenos que utiliza convencionalmente el sistema de un vehículo de este tipo, aunque tiene un ni -
Piezas y parte de un vehículo eléctrico.
Los avances internacionales
A nivel internacional, empresas como Total y Shell han presentado nuevas líneas de lubricantes y otros fluídos para vehículos eléctricos. De acuerdo con lo informado por Huibert Vigeveno, vicepresidente de Shell, los nuevos productos en este ámbito tienen una viscosidad ultrabaja, que aumenta la eficiencia del vehículo y “con propiedades de resistencia a la degradación que es superior a la de los aceites convencionales”.
Por su lado, Total ha informado sobre productos que responden a las condiciones específicas de los vehículos eléctricos que se relacionan “con los motores y las transmisiones con altas velocidades de rotación y la necesidad de controlar el intercambio de calor en las baterías eléctricas”, según informa en su sitio web.
Las principales características de estos fluidos para vehículos eléctricos o híbridos destacadas por Total son:
• Propiedades dieléctricas, esenciales para cualquier utilización con corriente eléctrica.
• Compatibilidad con los nuevos componentes de electrificación, ayudando a prevenir la corrosión de las bobinas de cobre en los motores eléctricos y protegiendo sus recubrimientos de polímeros.
vel de utilización bastante menor, dado cómo funciona el sistema de frenos regenerativo del vehículo.
Desafíos
Desde la academia señalan que los principales retos que existen para aceite y lubricantes apuntan a la adaptación a las condiciones particulares que tienen los autos eléctricos.
Para Santiago Marín, es necesario abordar “el desarrollo de fluidos que cumplan con las especificaciones de los vehículos con motores eléctricos, y apuntan principalmente a las baterías eléctricas, las cuales requieren control durante su funcionamiento y carga, permitiendo una adecuada refrigeración”.
“Adicionalmente, todos estos nuevos productos deben ser aislantes, de modo que no se produzcan cortocircuitos y así reducir los efectos de la electricidad estática”, añade el académico del Duoc UC.
• Una solución para las restricciones de temperatura específicas de los modelos eléctricos: evacuación calórica rápida durante aceleraciones importantes o cargas rápidas y gestión térmica de baterías.
• Servicios de lubricación convencional de transmisiones para proteger sus componentes mecánicos, mantener las propiedades de fricción óptimas y garantizar la eficiencia de los vehículos a lo largo del tiempo.
Estos avances a nivel global son comentados por los actores nacionales en electromovilidad. A juicio de Francisco Medina, gerente de Autos Eléctricos de Nissan Chile, es esperable que en tecnologías de lubricantes “haya nuevos productos que tengan mayor durabilidad y eficiencia en la reducción de desgaste de los equipos eléctricos”.
A juicio de Alberto Escobar, secretario general de la Agrupación de Movilidad Eléctrica de Chile (Amech), “las compañías petroleras no pueden ignorar el avance de la electromovilidad, por lo que deben estar buscando la posibilidad de tener alguna presencia, así que en el futuro probablemente se vaya a requerir otros tipos de fluidos”.
Como conclusión Juan Barichevich plantea que otro desafío está relacionado “con la composición de aceites y lubricantes, ya que estos podrían estar en contacto con elementos conductores de energía, lo que puede generar problemas de aislación o corte eléctrico”.
Foto: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.
Interior de la parte trasera de un auto eléctrico.
TRANSICIÓN ENERGÉTICA
¿PERÍODO DE OPORTUNIDADES Y/O DESAFÍOS
PARA LOS CLIENTES LIBRES?
PROGRAMA
EL PAPEL QUE DEBEN JUGAR LOS CLIENTES LIBRES
BAJO LA MIRADA DE LA AUTORIDAD
Sr. José Venegas Maluenda. Secretario Ejecutivo, Comisión Nacional de Energía.
DIFICULTADES DE LOS CLIENTES LIBRES PARA ABORDAR EL PAPEL ESPERADO
Sr. Ricardo Domke Meindl. Gerente de Operaciones, BO Paper Bío Bío S.A.
LOS CLIENTES LIBRES Y LA NUEVA LEY DE TRANSMISIÓN
Sr. Juan Manuel Contreras Sepúlveda. Gerente General, CTG Energía y Ex Secretario Ejecutivo CNE.
LOS CLIENTES LIBRES Y LOS CAMBIOS ESPERADOS DE LA LEY DE FLEXIBILIDAD
Sr. Hugh Rudnick Van de Wyngard. Director Fundador, Systep.
LOS CLIENTES LIBRES FRENTE A OTROS FACTORES Y TENDENCIAS DE CAMBIOS
Sr. Andrés Salgado Romeo. Socio Fundador, ENC Energy Consultants. Ex Director Ejecutivo, CDEC-SIC.
LOS CLIENTES LIBRES Y LOS CAMBIOS DEL MERCADO DE COMBUSTIBLES
Sra. Rosa Herrera M. Directora y Socia Fundadora, ByH Consultores.
ANÁLISIS DE LA INICIATIVA
Las 3.894 baterías que darán vida al primer almacenamiento en una hidroeléctrica
El proyecto de AES Gener para instalar esta tecnología en la zona del Cajón del Maipo en una de sus centrales de generación de pasada contempla nuevas aplicaciones que interactuarán con el sector convencional, como la tecnología de potencia.
UN TOTAL DE 3.894 BATERÍAS INDUSTRIALES de ion litio se instalarán en el proyecto de almacenamiento de energía Virtual Dam, que desarrolla AES Gener en su central hidroeléctrica de pasada Alfalfal I, el cual tendrá una potencia de 10 MW, con una duración de cinco horas, permitiendo inyectar electricidad en los momento de mayor requerimiento del sistema.
De acuerdo con los especialistas consultados por ELECTRICIDAD una iniciativa de este tipo cuenta con factibilidad, debido a que entrega una mayor
Baterías de ion litio de AES Gener en Central Angamos.
gestionabilidad a las hidroeléctricas de pasada, aunque advierten la necesidad de avanzar en una normativa para que esta tecnología se inserte con mayor seguridad en el sistema eléctrico local.
Proyecto
Javier Giorgio, vicepresidente de Operaciones de AES Gener, señala a este medio que el proyecto “consta de 3.894 baterías industriales de ion litio, montadas en 177 racks especiales de tres metros de altura por 0,6 metros de ancho, los cuales se agrupan en tres sets con inversores y transformadores ele vadores modulares que permiten conectarse a la subestación 220 kV de la central Alfalfal I”.
cuencia y voltaje y que son compatibles con tecnologías renovables y permiten el control de demanda peak, control de rampas de entrega y consumo de carga”.
El ejecutivo precisa que el sistema de baterías conectará a tres inversores de corriente continua a corriente alterna (DC/AC) industriales, “que tienen capacidad de regulación de fre -
Alcances
Para Cristóbal Muñoz, gerente general de EStorage, el uso de baterías incorpora el valor agregado de la electrónica de potencia, “pues son flexibles, proveyendo servicios complementarios como la regulación de frecuencia y control de voltaje, entre otros”.
Así también lo piensa Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, por cuanto los equipos conectados a la red mediante electrónica de potencia, como es el caso de las baterías, “tienen la ventaja de tener tiempos de respuesta muy rápidos, mucho mayores que los que tienen las centrales convencionales en
Foto: Rayen
Luna-ELECTRICIDAD
base a generación sincrónica. De esta forma, su inserción en los sistemas eléctricos puede
A.G.): “Las centrales de pasada generan energía en función de la disponibilidad de agua que tengan en cada momento y, por lo tanto, un sistema de almacenamiento le entrega un atributo de gestionabilidad a esa central que antes no tenía”.
“Desde la perspectiva económica, es importan te señalar que los sistemas de almacenamiento son dispositivos tremendamente versátiles y pueden aportar de múltiples formas a los in
que, entre otras cosas, se requieren definir el volumen de energía que se va a almacenar y los parámetros técnicos que permita hacer un adecuado control de los procesos de carga y
A su juicio, otro elemento relevante es profundizar el avance legal del almacenamiento de energía, específicamente en reglamentos, normas técnicas y procedimientos “que permitan incorporarlos de manera efectiva y concreta
Según Claudia Rahmann, una central hidroeléctrica de pasada, complementada con la tecnología de baterías, si desea participar en un mercado de servicios complementarios a través de la regulación de frecuencia debe considerar que las baterías estén “constantemente preparadas para inyectar o consumir potencia dependiendo del caudal de agua y las necesidades del sistema, lo que se logra mediante un control coordinado que considere la capacidad de generación de las turbinas hidráulicas dado el caudal de agua existente, el estado de carga de las baterías y los requerimientos de regulación de frecuencia
“El control debe ser tal que permita a la central hidroeléctrica cumplir los requerimientos de regulación (aumento o disminución de la potencia inyectada a la red), minimizando el vertimiento de agua y asegurando la correcta
La académica, en este sentido, ejemplifica que si el caudal de agua “es muy grande y la capacidad de las turbinas no es suficiente para captar todo el caudal, el agua “sobrante” debería usarse para cargar las baterías y evitar así el vertimiento. Por el contrario, si el caudal de agua es insuficiente para que las turbinasquerimiento de aumento de potencia, entonces las baterías deberán descargarse para inyectar potencia a la red y permitir así que la central
Foto: GentilezaAceraAG
Foto: Gentileza
ColegiodeIngenierosAG
Foto: Rayen
Luna-ELECTRICIDAD .
LAS OPCIONES DEL SECTOR AGRÍCOLA PARA ELEVAR SU COMPETITIVIDAD
• SE BUSCA BRINDAR ASISTENCIA TÉCNICA A LAS MICRO, PEQUEÑAS Y MEDIANAS
EMPRESAS.
El vertiginoso avance que en los últimos años ha tenido el desarrollo de las energías renovables para el autoconsumo en Chile se ha debido a la reducción del precio que han tenido las tecnologías que utilizan este tipo de proyectos.
Esas ventajas son accesibles hoy para empresas grandes, medianas y pequeñas y, en especial, en el sector de la agroindustria, donde se pueden obtener beneficios en distintos procesos productivos tales como refrigeración, climatización, agua caliente, calor y fuerza (motores), entre otros.
David Fuchs, asesor principal del proyecto de apoyo a la NAMA de Energías Renovables para el Autoconsumo -ejecutado en Chile por el Ministerio de Energía y el Programa de Energía de la Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ)-, explica que el uso de las energías renovables produce una serie de ventajas competitivas “que van desde impactar
positivamente los costos operacionales y la calidad del suministro energético, hasta mejorar el posicionamiento de la marca al contar con procesos que cuidan la preservación del medio ambiente”.
MESA
DE AYUDA
Para apoyar a las empresas a implementar energías renovables en sus procesos productivos, existe una Mesa de Ayuda gratuita, parte de Gestiona Energía MiPyMEs (www.gestionaenergia.cl/mipymes) que lidera el Ministerio de Energía, en la cual participan la Agencia de Sostenibilidad Energética y el proyecto de apoyo a la NAMA de Energías Renovables para el Autoconsumo.
El objetivo de esta iniciativa es brindar asistencia técnica a las micro, pequeñas y medianas empresas para analizar qué energías renovables les conviene usar (solar, biomasa, biogás, geotermia), para sus procesos productivos.
“El apoyo profesional consiste en evaluar las necesidades energéticas de cada empresa; proponer la tecnología más adecuada para sus necesidades productivas; analizar el retorno de la inversión de la instalación tecnológica sugerida. Acompañamos también en la formulación de las bases técnicas y la búsqueda de los proveedores para el proyecto”, afirma Fuchs, quien lidera esta iniciativa.
APOYO INTERNACIONAL
El NAMA Support Project (NSP) es una iniciativa internacional -apoyada por el Ministerio de Medio Ambiente de Alemania (BMU), el Departamento de Negocios, Energías y Estrategia Industrial (BEIS) del Reino Unido y la Comisión Europea, a través de la NAMA Facility, que busca apoyar a Chile en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, promoviendo las energías renovables para el autoconsumo.
USO DE ENERGÍAS SOSTENIBLES PARA EL AUTOCONSUMO
*Por Claudio Huepe, economista y director del programa de energía y Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la UDP Columna
Una nueva regulación eléctrica para un futuro bajo en carbono
EL PLAN DE DESCARBONIZACIÓN de la matriz eléctrica presentado hace un par de meses es un paso relevante, aunque acotado, para avanzar en la mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero dentro del sector energético, ya que se enfoca exclusivamente en la eliminación del carbón y no en la de todos los gases de efecto invernadero dentro de la matriz, no haciéndose cargo de toda la complejidad del cambio estructural requerido para lograr efectivamente el cambio tecnológico comprometido (como cambios en la transmisión o el almacenamiento), ni de la manera en que este se desplegará en el tiempo.
Por otra parte, el creciente rol de la electricidad en las actividades sociales e industriales, así como la mayor participación esperada de la electricidad en el sector transporte, agregará nuevas complejidades a ese mismo proceso.
Lo que sugiere todo lo anterior es que se requerirá un mayor esfuerzo del sector energético, en particular del sector eléctrico en los próximos años, para hacerse cargo de estos desafíos. La única manera de dar coherencia e impulso necesario a este esfuerzo es por medio de una nueva regulación.
La regulación actual ha sido exitosa en lograr una estructura de mercado que reduzca los costos y logre las inversiones necesarias, y ha logrado también una fuerte incorporación de renovables. Sin embargo, los nuevos desafíos exigen una visión dinámica y compleja que caracteriza el futuro eléctrico, con una capacidad permanente de adaptarse a un proceso acelerado de cambios.
Los nuevos desafíos exigen una visión dinámica y compleja que caracteriza el futuro eléctrico, con una capacidad permanente de adaptarse a un proceso acelerado de cambios.
El Gobierno ha planteado la meta de carbono neutral a 2050, sumándose a la ambición expresada por varios países, pero sin definir completamente los mecanismos necesarios para ello. Si bien se ha planteado la idea de lograr emisiones netas cero por medio de la forestación, este es una opción con limitaciones.
La nueva regulación deberá buscar minimizar costos totales, incorporar de manera explícita la reducción de emisiones, tomar en cuenta las necesidades de innovación e introducción de nuevas tecnologías, la articulación de la generación distribuida, fortalecer la gestión de demanda, los cambiantes escenarios climáticos y la participación ciudadana.
Se recuerda a menudo que Chile fue pionero en regulación para un sector eléctrico de mercado; esta es la oportunidad para ser pionero de un sector eléctrico descarbonizado.
POR DANIEL SALAZAR, SOCIO DIRECTOR DE ENERGIE
Blockchain: contratos inteligentes y trazabilidad de la energía
LA VELOCIDAD DE CAMBIO en el sector energético, en el cual nuestro país ocupa una posición de referencia producto de la exitosa inserción de energías renovables, y los cambios tecnológicos que esta transformación arrastra, nos proyectan hacia la digitalización de la energía, poniendo especial énfasis en las energías limpias.
En ese sentido, la trazabilidad de la energía con blockchain es una oportunidad para agilizar el recambio de la matriz, ya que habilita las transacciones de energía mediante el control y almacenamiento seguro de la información de la cadena de suministro de la
En el contexto de cambios que vive la industria con la transición digital, resulta pertinente revisar los instrumentos contractuales que −por uso y costumbre− se han utilizado durante décadas.
energía. Con esta tecnología, el seguimiento de las transferencias y transacciones energéticas se hace sin que sea necesario acudir a una institución validadora o auditorías externas, puesto que toda medición, registro y procesamiento se realiza −simultáneamente− en dispositivos distribuidos que replican la información sin intervención humana, evitando la centralización y vulnerabilidad de ésta.
Daniel Salazar, socio director de energiE.
Migración
A nivel local −durante los últimos 2 años− se observa que centros comerciales, edificios de oficinas y hasta operadores de transporte público, en su condición de clientes sobre 500 kW de potencia conectada, y bajo 5.000 kW, pudiendo optar por un régimen tarifario regulado o uno libre, están eligiendo mayoritariamente este último, introduciendo mayor competencia y liquidez en la contratación de suministro.
Al inicio de 2019 el total de clientes libres en el segmento de distribución −suministrados directamente por empresas generadoras− había experimentado un alza de 72% en los últimos 12 meses, lo cual representa aproximadamente un 26% del consumo conectado en distribución.
No obstante, la proporción de clientes que todavía puede migrar desde un régimen regulado a uno libre es reducida, por lo que su valor está en la dinámica que se ha instalado y en el efecto demostrativo y multiplicador que representa para la demanda en su conjunto.
Smart Contracts y blockchain
En este contexto, resulta pertinente revisar los instrumentos contractuales que −por uso y costumbre− se han utilizado durante décadas, adaptándose al ciclo de transformaciones que vienen ocurriendo en la industria, ya no solo para las transacciones físicas, sino también para sus atributos, con la granularidad y trazabilidad que actualmente ofrece el desarrollo tecnológico.
Hoy la información viaja a una gran velocidad, los sistemas digitales y el hardware no son una barrera para la implementación de plataformas de información inteligentes que permitan transacciones a gran velocidad. El futuro traerá interacciones de los sistemas fotovoltaicos distribuidos y los autos eléctricos necesitarán de nuevos métodos para interactuar con la energía eléctrica. Esto y mucho más apuntan a nuevos métodos para realizar transacciones.
Un smart contract o “contrato inteligente” permite ejecutar estas macro y micro transacciones a través de blockchain, facilitando el cumplimiento de un acuerdo entre dos o más partes a través de la ejecución automática de instrucciones lógicas previamente definidas.
El hecho de que un smart contract opere con tecnología blockchain le reporta características diferenciadoras sobre los contratos tradicionales, como consenso, concatenación, inmutabilidad, información distribuida y no falsificable, y conservación de datos, permitiendo que las transacciones se efectúen prescindiendo de una autoridad central.
El hecho de que un smart contract opere con tecnología blockchain le reporta características diferenciadoras sobre los contratos tradicionales, como consenso, concatenación, inmutabilidad, información distribuida y no falsificable, y conservación de datos, permitiendo que las transacciones se efectúen prescindiendo de una autoridad central”.
El potencial de las plataformas blockchain es muy grande y está orientado a mejorar la velocidad y eficiencia, aportando confianza y transparencia a los procesos. Así como Internet trajo el intercambio de información de forma ágil y sencilla, esta tecnología permitirá una nueva forma de intercambiar valor entre negocios, instituciones y particulares, aumentando la velocidad de la ejecución de las transacciones, lo que se traducirá eventualmente en la posibilidad de cerrar un mayor volumen de acuerdos con menor riesgo de cumplimiento.
Sin dudas, el blockchain y los contratos inteligentes acelerarán los procesos de transformación de la matriz energética. El sector eléctrico tiene una oportunidad con estas nuevas herramientas, que abrirán nuevos espacios para flexibilizar y optimizar las transacciones, agregando valor hacia los usuarios finales.
”
ROSA SOTO BENAVIDES, GERENTA DE SOSTENIBILIDAD DE ENERGÍA EN ACCIONA A NIVEL GLOBAL
Los hombres deben ser parte activa en la lucha por la igualdad de
género”
La especialista hace un llamado a sus colegas a interiorizarse sobre las nuevas masculinidades y a avanzar en formas más igualitarias de relacionamiento.
Desde 2013 que Rosa Soto Benavides forma parte del equipo de energía de Acciona en Chile. El año pasado asumió en Acciona, a nivel global, como gerenta de Sostenibilidad de Energía, cargo que incluye el monitoreo de las tendencias y evolución de las iniciativas empresariales en materia de sostenibilidad en todos los países del mundo donde la empresa española tiene presencia.
Bióloga de profesión y con un Magíster (c) en Gestión de la Sustentabilidad de la Universidad del Desarrollo, Rosa se ha desempeñado en gestión de proyectos y estrategias vinculadas a la sostenibilidad en sus múltiples dimensiones, tanto en el sector público como en el privado.
Trabajó en la Corporación Nacional Forestal (Conaf) como jefa del Proyecto de Conservación “Jardín Botánico de Atacama” y en el Centro Regional de Investigación y Desarrollo Sustentable de Atacama como investigadora de la Unidad de Pasivos Ambientales y Ecosistemas. Su vinculación con el sector energético fue hace seis años, cuando participó como responsable de medio ambiente en la construcción del Parque Eólico Punta Palmeras, el primer proyecto de energía de Acciona en Chile. “Pese a que en esos años eran aún más evidentes los estereotipos de género, tuve la oportunidad de encontrarme con alguien que creyó en mí y en mis capacidades, y con una organización que me ha brindado espacios de participación en la toma de decisiones. En base a esa experiencia, creo que el llamado es a que las oportunidades ya no dependan de la voluntad de las personas que lideran las organizaciones, sino más bien a que la igualdad de oportunidades se transforme en un estándar que todas las empresas debieran asegurar”, expresa Rosa Soto.
¿Qué barreras ha tenido que sortear durante su carrera?
En mis 10 años de trayectoria profesional he intentado y apostado por estar en espacios donde se me valore por mi desempeño, independiente de mi género. Creo que un trato igualitario entre hombres y mujeres debe ser el estándar. La forma en que he enfrentado mi desarrollo profesional me ha permitido esquivar esas barreras sin tener que haberlas experimentado del todo.
¿Qué medidas cree que debería desarrollar el mundo privado para avanzar en equidad de género?
La lista es larga. Debemos avanzar en un compromiso efectivo del sector privado hacia la equidad de género, que se traduzca en buenas prácticas empresariales que promuevan la igualdad entre mujeres y hombres en todas las áreas de gestión, crear oportunidades de desarrollo para las mujeres dentro de las empresas mediante programas de formación, capacitación y desarrollo profesional continuos, acabar con la brecha salarial por género, promover la conciliación laboral, ser partícipes de campañas que impulsen la presencia femenina activa en la toma de decisión de asuntos de interés mundial, y fomentar la participación de mujeres en áreas que históricamente se han estereotipado como espacios masculinos.
¿Qué realiza Acciona en este ámbito?
Con el objetivo de eliminar el gap retributivo, la compañía redefinió su metodología de análisis salarial, basada en las mejores prácticas internacionales. Además, se ha implementado el programa de mujeres de Alto Potencial, dirigido a ejecutivas con una clara proyección de carrera en la compañía buscando promover la visibilidad del liderazgo femenino en materias como la sostenibilidad y la mitigación del cambio climático. Además desde 2018 participamos activamente del programa “Energía +Mujer” del Ministerio de Energía, con el compromiso de sumarnos junto a otras empresas del sector al Plan de acción público-privado, entre otras iniciativas.
¿Qué mensaje le daría a los hombres del sector?
Definitivamente el llamado es a ¡No ser cómplices!, sino todo lo contrario, pues los hombres deben ser parte activa de esta transformación que se está gestando, porque nosotras, ellos y la sociedad en su conjunto se verá beneficiada si alcanzamos formas más igualitarias de relacionarnos entre hombres y mujeres. Les hago el llamado a interiorizarse sobre las nuevas masculinidades y a ser conscientes de que ellos también se han visto afectados por los estereotipos que venimos arrastrando como sociedad en estas materias.
¿Quisieras agregar algún mensaje para las mujeres que quisieran avanzar en sus carreras?
El mensaje es que no hagamos caso a las frases y estereotipos que nos intentan convencer que nuestro talento vale menos y a reconocernos como socias para el crecimiento y desarrollo de las naciones.
Un 43% de las empresas del sector energético declaran aplicar políticas de contratación que promuevan la incorporación de mujeres.
De la plantilla global de Acciona el 28,3% son mujeres.
En Chile, el 21,5% de los trabajadores de la empresa española son mujeres.
El estudio de brechas de género realizado por el Ministerio de Energía muestra que la participación femenina en el sector energético es de 23%
Siemens: nuevo Centro Tecnológico de Gestión de Energía
LA IRRUPCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES HA ANIMADO A SIEMENS A INSTALAR EN CHILE SU CENTRO DE OPERACIÓN, SUPERVISIÓN Y COORDINACIÓN DE ÚLTIMA TECNOLOGÍA CON CAPACIDAD PARA DAR RESPUESTA A LA INFRAESTRUCTURA ENERGÉTICA NACIONAL DE TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN Y GENERACIÓN, CON ÉNFASIS EN LAS ERNC (ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES).
El crecimiento sostenible en el mercado de la generación de las energías renovables, principalmente en la zona centro y norte de Chile, se ha presentado como una oportunidad única para el gigante alemán Siemens, que ha decidido instalar en la casa matriz de Santiago su Centro Tecnológico de Gestión de Energía (CTGE). En este centro, explica Luis Huerta, jefe del CTGE, “convergen distintas tecnologías digitales de última generación, entre otras, el SCADA Spectrum Power 7 que permite la operación y supervisión remota y eficiente de los distintos sistemas y procesos de generación y despacho de energía”.
Asimismo, detalla Huerta que “contamos con un avanzado sistema de análisis de datos y un equipo de reconocida experiencia que nos ayudará a mantener con el Coordinador Eléctrico Nacional un diálogo transparente y justo para los clientes que disponen de sistemas eléctricos interconectados con el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), los cuales están obligados a la coordinación a través de los centros de control”. Además de operar como centro de control, el CTGE de Siemens ofrece a los clientes de la industria energética el desarrollo de variadas soluciones digitales a medida.
“Conversamos con nuestros clientes, entendemos sus necesidades y diseñamos en conjunto una solución específica para cada uno de ellos”, señala el responsable del CTGE. En este sentido, algunas de las soluciones que ofrece el centro tecnológico en materia digital son, entre otras, el sistema de lectura remota de protección (SLRP), sistemas de monitoreo de condición de activos que conforman la infraestructura eléctrica, electromovilidad y otras, que ofrecen tendencias, estados y mediciones de sus diferentes parámetros.
Siemens es una firma con amplia experiencia en aplicaciones de ingeniería eléctrica y electrónica centrada en las áreas de electrificación, automatización y digitalización. Por lo anterior, “el CTGE cuenta con un vínculo potenciado por el centro de digitalización”, añade Luis Huerta. Por otra parte, destaca que “el hecho de contar con infraestructura y tecnología Siemens, nos permite disponer de todas las especialidades en ingeniería eléctrica y dar un soporte integral a nuestro sistema, además de poder realizar nuestra propia revisión y mantención de forma rápida y eficiente”.
El Centro Tecnológico de Gestión de Energía fue presentado al mercado durante julio, en un encuentro que contó con la presencia de varios clientes de la compañía alemana, los cuales pudieron visitar el centro destacando “la gran herramienta que supone el CTGE para el sector de la energía en Chile, facilitando también a pequeños y medianos clientes el acceso a otros servicios de Siemens que en primera instancia no accedería” y “agregando mucho valor al negocio, pues contar con la garantía y el respaldo de Siemens en los procesos asocia-
dos a la operación en un negocio cada vez más automatizado, permite descansar y enfocar las energías en otras áreas críticas del negocio”. La irrupción de Siemens en la gestión y coordinación de ERNC ha sido recibida por los clientes como “una excelente noticia, sobre todo teniendo en cuenta la larga trayectoria de Siemens en toda la cadena de valor de proyectos energéticos”, poniendo el acento en “lo relevante que es que grandes actores de la industria se sumen a este segmento”. Y explicaron además que confían en Siemens por “su calidad tecnológica” y “su participación activa en el desarrollo de la industria energética a lo largo de la historia de Chile y el mundo”. El CTGE tiene una potencialidad para operar en todo el SEN. Según informa Huerta, así como cuenta con una capacidad para replicar el sistema nacional completo, también e incluso para dar respuesta a los desafíos operacionales y de digitalización de la infraestructura de los sistemas eléctricos de generación, transmisión y distribución energética nacional y en la Región Austral-Andina entendiéndose, por ello, Sudamérica sin Brasil.
Columna de Opinión
*Por Iván Cheuquelaf, Jefe de la División de Desarrollo de Proyectos del Ministerio de Energía.
Desarrollo de proyectos energéticos y modernización del SEIA
EL SISTEMA DE EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL (SEIA) es el principal instrumento de gestión ambiental, siendo el más utilizado tanto por las empresas desarrolladoras de proyectos como por la ciudadanía, donde transita buena parte de la inversión pública y privada que se materializa en nuestro país.
Pronto se cumplirán 10 años desde la última gran reforma a este instrumento y resulta perentorio hacer ciertos ajustes para seguir mejorándolo, por lo que el proyecto de ley que se tramita en el Congreso propone una serie de modificaciones desde una perspectiva sostenible, fortaleciendo al SEIA y dotándolo de una mayor seguridad a la inversión.
(ii) El incentivo y fortalecimiento de la participación ambiental ciudadana.
Existe consenso transversal en el mundo del desarrollo de proyectos que, para alcanzar la licencia social o una mayor aceptación de la ciudadanía de los proyectos, es necesario fortalecer las instancias y mecanismos de participación ciudadana.
Respecto del primer punto, las modificaciones más relevantes son la eliminación de las reclamaciones administrativas ante el Comité de Ministros y ante el Director Ejecutivo del Servicio de Evaluación Ambiental, además del establecimiento de una acción general de reclamación para aquellas personas directamente afectadas por la RCA y que no hayan participado de la evaluación ambiental.
Esto es de vital importancia para el sector de energía, pues este sector productivo representa un 39% de la inversión ingresada al SEIA, equivalentes a US$ 95.992 millones desde 2011 hasta la fecha, especialmente en centrales de generación eléctrica, infraestructura de transmisión y oleoductos y gasoductos, considerando los proyectos aprobados, rechazados y caducados.
Si tuviéramos que elegir las modificaciones del proyecto de ley que generan más impacto en el desarrollo de proyectos energéticos deberíamos indicar dos:
(i) Los necesarios ajustes que requiere el sistema recursivo ambiental.
La eliminación de la exigencia de agotar la vía administrativa como requisito previo para accionar ante los Tribunales Ambientales apunta a una rebaja considerable de los tiempos de revisión de las resoluciones de calificación ambiental, pues en promedio la tramitación de la reclamación administrativa puede demorar más de un año, periodo de tiempo que se suma al de la revisión judicial ante los Tribunales Ambientales y la Corte Suprema.
Existe consenso transversal en el mundo del desarrollo de proyectos que, para alcanzar la licencia social o una mayor aceptación de la ciudadanía de los proyectos, es necesario fortalecer las instancias y mecanismos de participación ciudadana. En esa línea, se insertan las últimas modificaciones planteadas por el proyecto de ley, al permitir expresamente que se puedan realizar procesos de participación ciudadana en todas las DIA, sin necesidad de acreditar que generan cargas ambientales.
Las próximas obras de transmisión con mayor capacidad
La conexión de la línea Cardones-Polpaico, que une la Región de Atacama con la Región Metropolitana, culminó la interconexión nacional en 500 kV, fortaleciendo el sistema de transmisión nacional. Pero el ingreso de nuevos proyectos de energías renovables y las proyecciones de crecimiento de la demanda eléctrica plantea la necesidad de seguir expandiendo la infraestructura para el transporte de la energía en el sistema eléctrico local, donde el Coordinador Eléctrico Nacional registra a las cinco mayores obras en este segmento, de acuerdo a su capacidad en MVA.
1
NUEVA LÍNEA, 2X500 KV, SUBESTACIÓN LOS CHANGOS-KIMAL
El proyecto Nueva Línea, 2x500 kV, conectará a la subestación Los Changos con la subestación Kimal (Nueva Crucero Encuentro) en la Región de Antofagasta. Lo realiza Transelec y, de acuerdo al Coordinador Eléctrico Nacional, estaría conectado en febrero de 2021. Tiene una extensión de 141 kilómetros y una capacidad de 1.500 MVA.
2
NUEVA SUBESTACIÓN PADRE HURTADO 110/23 KV Y LÍNEA 1X110 KV SANTA MARTA−PADRE HURTADO
La nueva subestación Padre Hurtado 110/23 kV y la línea 1x110 kV Santa Marta−Padre Hurtado es una obra que desarrolla CGE en la Región Metropolitana, cuya fecha estimada de conexión es para este año. Contempla una extensión de seis kilómetros y una capacidad de 147 MVA.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Foto: Gentileza CGE.
AUMENTO DE LA CAPACIDAD DE LA LÍNEA 2X66
KV RANCAGUA− ALAMEDA
El aumento de la capacidad de la línea 2x66 kV Rancagua−Alameda en la Región de O’Higgins-Región Metropolitana, es realizado por CGE y se estima que su conexión se materialice este año. Tiene siete kilómetros de extensión y una ca pacidad de 102 MVA.
4
NUEVA LÍNEA 2X110 KV TAP OFF MAYACA−MAYACA
El proyecto Nueva línea 2x110 kV Tap Off Mayaca−Mayaca lo desarrolla Chilquinta Energía en la Región de Valparaíso. Cuenta con seis kilómetros de extensión y una capacidad de 93 MVA. Según el Coordinador Eléctrico Nacional, la fecha de conexión está estimada para noviembre de este año.
5
NUEVA LÍNEA 1X66 KV FÁTIMA−ISLA DE MAIPO
La nueva línea 1x66 kV Fátima−Isla de Maipo se ubica en la Región Metropolitana, siendo impulsada por CGE. Contempla una extensión de 25 kilómetros y una potencia de 88 MVA. Se proyecta que esté conectada en julio de 2020.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Foto: Gentileza CGE.
Foto: Gentileza CGE.
ELECTRO MERCADO
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CONECTA
IMPLEMENTA SISTEMA DE MEDICIÓN DE SINCROFASORES
PARA MONITOREO DE REDES
Desde 2018 la empresa Conecta Ingeniería ha implementado el Sistema de Medición Sincrofasorial dentro del sistema nacional de transmisión del país, donde Transelec, el principal operador del segmento, ya tiene más de 16 subestaciones con paños monitoreados por PMU (Phasor Measurement Units), que incorpora este tipo de medición, desde la subestación Diego de Almagro, ubicada en la Región de Atacama, hasta la subestación Puerto Montt, en la Región de Los Lagos.
La empresa destacó la instalación de más de 30 puntos de monitoreo en distintas subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional, a través de los PMU, “obteniendo datos en tiempo real mediante protocolo C37.118, lo cual posibilita al Coordinador Eléctrico Nacional, y en particular también a algunas empresas coordinadas, a disponer de estos
datos y poder gestionarlos a través de los PDC´s (Phasor Data Concentrators) que Conecta ha implementado bajo el sistema Elpros y sus módulos como WAProtector, permitiéndoles analizar y/o evaluar decisiones o acciones frente fenómenos tales como: oscilaciones de potencia, frecuencia y diferencia de ángulo, inestabilidades, comportamiento sistémico o interárea, etc.”.
“Dentro de la línea de Control & Automatización de subestaciones, el foco de Conecta Ingeniería está en continuar implementando nuevos puntos de medición y de concentración de datos sincrofasoriales, otorgando la experiencia en los servicios de implementación, pruebas y puesta en servicio de estos sistemas WAM (Wide Area Monitoring)”, precisó la compañía.
UNHOLSTER
INAUGURA NUEVA OFICINA CON ENERGÍA SOLAR EN ÑUÑOA
La empresa Unholster abrió su nueva oficina central en Monseñor Eyzaguirre 620, en la comuna de Ñuñoa. Las instalaciones se encuentran ubicadas en uno de los barrios protegidos por el Servicio Nacional del Patrimonio Cultural en dicha comuna, por lo cual la empresa informó que se ha “puesto especial cuidado en respetar la identidad cultural de la zona, pero conjugándola con el diseño moderno, vanguardista y tecnológico”.
La compañía destacó que las nuevas instalaciones cuentan con paneles solares que generan 400 kWh de energía, además de privilegiar el uso de materiales reciclables “durante la cotidianidad de la empresa, es por eso que cada integrante de nuestro equipo cuenta con una botella de vidrio personal y bolsa de tela para reducir el uso de plástico y la compra de bebestibles en recipientes de dicho material”.
“Esta nueva oficina cuenta con estaciones de trabajo con equipamiento de última generación, mesas y sillas amplias. Nos aseguramos de que nuestro equipo se sienta cómodo”, informó Unholster.
SIEMENS GAMESA
INSTALÓ PLANTA DE ALMACENAMIENTO TÉRMICO DE ENERGÍA EN ALEMANIA
Siemens Gamesa instaló en Alemania un sistema de almacenamiento que cuenta con unas mil toneladas de piedra volcánica que almacenan la energía, en un proceso que se alimenta de electricidad convertida en aire caliente a través de un calentador por resistencia y un insuflador de aire, que calienta las rocas hasta alcanzar los 750º celsius.
“Durante los peaks de demanda, el proyecto emplea una turbina de vapor para la re-electrificación de la energía almacenada. De esta manera, la planta piloto puede almacenar hasta 130 MWh de energía térmica durante una semana. Además, la capacidad de almacenamiento del sistema se mantiene constante durante los ciclos de carga”, informó la empresa en un comunicado. Este proyecto piloto busca demostrar cómo se integra este sistema en la red de manera regular y probar el almacenamiento térmico a gran escala. “En un próximo paso, Siemens Gamesa planea utilizar la tecnología
ABB
SISTEMA DE CONTROL EN DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA DE ABB ES PREMIADO EN CHINA
En el marco de la Conferencia Anual de la Industria de Automati zación 2019, la Asociación China de Automatización (CAA) premió a la empresa suiza ABB, por el Sistema de Control de Distribución Eléctrica ABB Ability (EDCS) como la “Solución más valiosa del año”. Según lo informado por la empresa en un comunicado, esta solución “es un software que pone las salas de distribución en el bolsillo del operador mediante la combinación de módulos de comunicación y de interconexión con los interruptores tradicionales”.
Empresas Eléctricas A.G.
ARTURO LE BLANC asumió la presidencia del directorio de Empresas Eléctricas A.G. El ejecutivo es el vicepresidente de Asuntos Regulatorios y Legales de Transelec. Es abogado de la Universidad de Chile y tiene un MBA en ESE Business School.
asumió como director de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol). El ejecutivo es socio director y co fundador de Sphera Energy. Es ingeniero civil eléctrico de la Universidad de Santiago de Chile mención Sistemas Eléctricos de Potencia y tiene un diplomado en Regulación
Atkinson
Costabal Undurraga & Achurra
NICOLÁS ATKINSON asumió como socio de Atkinson Costabal Undurraga & Achurra. El ejecutivo es abogado de la Universidad Católica de Chile y tiene un diplomado en Derecho Administrativo Económico en la misma Casa de Estudios. Anteriormente fue director de Energía y Recursos Naturales en Aninat Schwencke & Cía.
“La plataforma monitorea el estado del sistema, los datos de consumo de energía y las temperaturas claves para permitir a los usuarios realizar un seguimiento del ciclo de vida de sus equipos de distribución. También proporciona a los usuarios sugerencias de mantenimiento, que ayudan a los usuarios a explorar el valor de la optimización del consumo de energía y la operación inteligente”, precisó la compañía.
La solución combina productos eléctricos con módulos digitales, además de computación en la nube y un software para realizar una integración de tecnología operativa y tecnología de la información, además de que integra las capacidades que ha desarrollado ABB, “desde la fabricación de equipos hasta los servicios de automatización y en la nube”.
de almacenamiento en proyectos comerciales y escalar la capacidad de almacenamiento y su potencia. El objetivo es almacenar energía en el rango de varios gigawatios hora (GWh) en el futuro próximo. Un gigawatio hora es el equivalente al consumo diario de electricidad de unos 50.000 hogares”, se indicó en la compañía.
La iniciativa, financiada por el Ministerio alemán de Economía y Energía, ha contado con el apoyo de científicos del Instituto de Dinámica de Termofluidos de la Universidad Técnica de Hamburgo (TUHH) -que se han encargado de la investigación sobre los fundamentales termodinámicos- y del proveedor municipal de energía Hamburg Energie que, además de vender la energía almacenada, ha desarrollado una plataforma informática a la que se conecta la instalación para garantizar el máximo beneficio posible mediante un uso optimizado del almacenamiento.
Conecta
CARLOS ARENAS, es el nuevo gerente general de Conecta Ingeniería. Es ingeniero eléctrico en el Área de Potencia de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso, además de ser ingeniero civil en Electricidad (Área de Automatización) de la Universidad De Santiago de Chile y MBA de la Pontificia Universidad Católica de Chile.
ISA Interchile
GABRIEL MELGUIZO asumió la gerencia general de ISA Interchile. Es ingeniero electricista del Instituto Politécnico de Bielorrusia y cuenta con una maestría en Ciencias en Ingeniería del mismo Instituto y una maestría en Administración de la Universidad EAFIT en Colombia. Anteriormente fue director de Operaciones Corporativas en ISA.
Panel de Expertos
CARLOS SILVA es uno de los nuevos integrantes del Panel de Expertos. El ejecutivo es ingeniero industrial y Magister en Ciencias, con especialidad en ingeniería eléctrica, de la Pontificia Universidad Católica de Chile. Tiene un doctorado de la Universidad de Minnesota, con especialización en Sistemas Eléctricos de Potencia. Anteriormente fue director del anterior CDEC SING y académico de la Universidad Adolfo Ibáñez.
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